Pystyakselisten tuulivoimaloiden potentiaali urbaanissa energiantuotannossa

Lappeenrannan teknillinen yliopisto School of Energy Systems

Energiatekniikan koulutusohjelma

BH10A0202 Energiatekniikan kandidaatintyö

Pystyakselisten tuulivoimaloiden potentiaali urbaanissa energiantuotannossa

The Potential of Vertical-Axis Wind Turbines in Urban Energy Production

Työn tarkastaja: Aki Grönman

Työn ohjaaja: Aki Grönman

Lappeenranta 7.5.2017

Mirika Knuutila

TIIVISTELMÄ

Mirika Knuutila

School of Energy Systems

Energiatekniikan koulutusohjelma Opinnäytetyön ohjaaja: Aki Grönman Kandidaatintyö 2017

38 sivua, 4 kuvaa, 4 taulukkoa ja 2 liitettä

Hakusanat: Pystyakselinen tuulivoimala, urbaani energiantuotanto, VAWT

Työn tavoitteena oli selvittää, millainen energiantuotantopotentiaali pystyakselisilla tuulivoimaloilla on kaupunkiympäristössä rakennusten katoille asennettuna.

Esimerkkitapauksena työssä tutkittiin Lappeenrantaa ja kaupungin keskustan tuuliolosuhteita. Työn tavoitteena oli valita Lappeenrannasta tarkasteluun rakennuksia, joiden katoilla pystyakselisien tuulivoimaloiden energiantuotanto olisi mahdollisimman suuri. Lisäksi tutkittiin hankkeen taloudellista kannattavuutta.

Työn kirjallisuusosuudessa käsitellään yleisiä tuulivoimaan liittyviä laskentayhtälöitä, pystyakselisen tuulivoiman toimintatapaa, markkinoilla olevia VAWT-tyyppejä ja tuulivoimaloiden katoille asentamiseen liittyviä rajoituksia. Työssä valittiin Lappeenrannasta kaksi rakennusta, vesitorni sekä asuinkerrostalo, joiden kattojen korkeudelle arvioitiin Suomen Tuuliatlaksen datan ja kaupunkiympäristön pinnankarheuden perusteella tuulennopeudet. Kirjallisuusosion, tuulennopeusarvion sekä valmistajan tietojen perusteella selvitettiin valitun savonius-roottorin WS-2CityG:n vuosittainen energiantuotanto valitussa lokaatiossa.

Lasketut vuotuiset energiantuottoarviot valittujen rakennusten katoilla vaihtelevat 280 ja 449 kWh:n välillä. Energiantuotannollisesti pystyakselisen tuulivoiman voidaan ajatella olevan kannattavaa, koska polttoaine on uusiutuvaa ja ilmaista. Taloudellisesti katsottuna pystyakselisen tuulivoiman investointikustannukset ovat suuret. Investoinnista on vaikea saada taloudellisesti kannattavaa kaupunkiympäristön alhaisten tuulennopeuksien sekä pystyakselisen tuulivoimalan pienen pyyhkäisypinta-alan takia.

SISÄLLYSLUETTELO

Tiivistelmä Sisällysluettelo

Symboli- ja lyhenneluettelo 4

1 Johdanto 6

2 Pystyakselinen tuulivoima 7

2.1 Tuulivoimalan aerodynaaminen toimintaperiaate ... 7

2.2 Tuuliolosuhteet ... 9

2.3 Pystyakselisten ja vaaka-akselisten tuulivoimaloiden vertailu ... 12

2.4 Pystyakseliset tuulivoimalatyypit ... 13

2.4.1 Darrius-tyyppinen tuulivoimala ... 13

2.4.2 Savonius-tyyppinen tuulivoimala ... 14

3 Toteutus 16 3.1 Toteutusalue ... 16

3.1.1 Lappeenrannan tuuliolosuhteet ... 16

3.1.2 Rakennusten rajaus ja valinta ... 18

3.2 Rajoitukset sekä mahdolliset haittavaikutukset ... 18

3.2.1 Rakennuksiin liittyvät rajoitukset ... 19

3.2.2 Sähkömagneettiset häiriöt ... 19

3.2.1 Maisema- ja meluhaitat ... 20

3.3 Tarkoitukseen soveltuvien pystyakselisten tuulivoimaloiden tarjonta markkinoilla ... 21

4 Laskenta 23 4.1 Rakennuskohtaisten tuuliolosuhteiden arviointi ... 23

4.2 Voimaloiden asettelu katoille ... 24

4.3 Potentiaalinen sähköntuotto ... 24

4.4 Taloudellinen kannattavuus ... 27

5 Johtopäätökset ja tulosten tarkastelu 30

6 Yhteenveto 32

Lähdeluettelo 33

Liitteet 37

Liite 1: Taulukko energian vuosituotosta tuulennopeudella 5 m/s Liite 2: Taulukko energian vuosituotosta tuulennopeudella 4,4 m/s

SYMBOLI- JA LYHENNELUETTELO

Roomalaiset aakkoset

A pinta-ala m²

F kertymäfunktio -

P teho W

r turbiinin pyörimissäde m

u virtausnopeus m/s

W sähköenergia Wh

z korkeus m

z0 pinnan karheus m

Kreikkalaiset aakkoset

ρ tiheys kg/m³

σu nopeuden keskihajonta m/s

ω kulmanopeus 1/s

Dimensiottomat luvut

γ nopeuksien suhde

η hyötysuhde

λ kärkinopeussuhde

c skaalauskerroin

cp tehosuhde

k muotokerroin

p tehotiheys

TI turbulenssin intensiteetti Alaindeksit

0 ennen tuuliturbiinin roottoria 1 tuuliturbiinin roottorin jälkeen

a vuodessa

ka keskiarvo

max maksimi mek mekaaninen

nim nimellis-, nimellinen

r referenssiarvo

tod todellinen Lyhenteet

HAWT vaaka-akselinen tuulivoimala, ”Horizontal-Axis Wind Turbine”

VAWT pystyakselinen tuulivoimala, ”Vertical-Axis Wind Turbine”

1 JOHDANTO

Tuulivoima on uusiutuvaa energiaa, joka on epäsuorasti lähtöisin auringosta. Tuuli eli ilmavirtaus lämpimämmältä alueelta kylmempään syntyy auringon lämmittäessä maa- alueita eri tavalla. Koska tuulivoima on uusiutuva energianmuoto, se auttaa yhteiskuntaa vähentämällä riippuvuutta fossiilisista polttoaineista ja lisäämällä omavaraisuutta sekä paikallisuutta energiantuotannossa.

Maailmalla vaaka-akselinen tuulivoima hallitsee markkinoita ja pystyakselisten tuulivoimaloiden käyttö on vähäistä. Yleisin tuulivoimalatyyppi on kolmilapainen vaaka- akselinen tuulivoimala (Mathew 2006, 17). Maailmassa on asennettuna tuulivoimaa noin 487 GW:a (GWEC 2017).

Euroopan unionin alueella noin 75 prosenttia väestöstä asuu urbaanissa ympäristössä (EEA 2011). Kaupunkiympäristössä tuulen keskinopeus on alhaisempi, tuulen suunta vaihtelee enemmän ja turbulenssin intensiteetti on rakennusten takia suurempi kuin avoimella maalla. Muun muassa tästä syystä vaaka-akselisten tuulivoimaloiden integrointi kaupunkiympäristöön on vaikeaa. Sen sijaan pystyakseliset tuulivoimalat eli VAWT:t sopivat kaupunkiolosuhteisiin, koska ne eivät tarvitse säätöjärjestelmä sopeutuakseen tuulen suunnan ja nopeuden muutoksiin. (Marmutova 2016, 1–2.)

Pystyakselista tuulivoimaa voidaan käyttää keinona integroida tuulivoima kaupunkiympäristöön eli sinne, missä sähkön kulutus sijaitsee. Tuulivoiman sijoittaminen kaupunkiympäristöön pienentää häviöitä sekä sähkön hintaa, kun sähköä ei siirretä pitkiä matkoja. Urbaanissa ympäristössä pystyakselisten tuulivoimaloiden potentiaalisia asennuspaikkoja ovat talojen katot, mastot ja rakennusten sijoittelulla kehitetyt tuulitunnelit (Marmutova 2016, 2).

Työssä selvitetään, millainen energiantuotantopotentiaali pystyakselisella tuulivoimalla olisi Suomen tuuliolosuhteissa urbaanissa ympäristössä rakennusten katoille asennettuna.

Työn tavoitteena on valita Lappeenrannasta rakennuksia, joiden katoilla tuuliolosuhteet olisivat mahdollisimman optimaaliset ja pystyakselisten tuulivoimaloiden asentaminen energiantuotannollisesti mahdollisimman kannattavaa.

2 PYSTYAKSELINEN TUULIVOIMA

Tuulivoima on uusiutuva energianmuoto. Tuulen liike-energiaa käytetään tuottamaan mekaanista pyörimisenergiaa, joka edelleen voidaan muuttaa sähköenergiaksi. (Frantsi 1983, 24.) Tässä luvussa esitellään yleistä teoriaa tuulivoiman toiminnasta ja tuuliolosuhteiden laskennasta. Lisäksi kuvataan pystyakselisen tuulivoiman toimintaa muun muassa vertaamalla sitä vaaka-akseliseen tuulivoimaan.

2.1 Tuulivoimalan aerodynaaminen toimintaperiaate

Tuulivoimala käyttää energianlähteenään ilmavirtauksen kineettistä energiaa, joka muutetaan generaattorissa sähköksi. Ilmavirtauksen entalpia staattisessa tilassa eli kaukana ennen roottoria ja sen jälkeen on vakio, joten entalpian muutosta ei tarvitse huomioida laskuissa. (Frantsi 1983, 24.) Tuulesta saatava teho riippuu tuulivoimalan pyörivän roottorin pyyhkäisypinta-alasta, ilman tiheydestä sekä virtausnopeudesta.

3 ideaali

2

1 A u

P    (1)

Pideaali teoreettinen tuulesta saatava teho [W]

ρ ilman tiheys [kg/m³] A roottorin pyyhkäisemä pinta-ala kohtisuoraan tuulen nopeutta

vastaan [m²]

u tuulennopeus [m/s]

Teoreettinen tuulesta saatava teho voidaan laskea yhtälöllä 1. (Frantsi 1983, 14.) Vaaka- akselisella tuulivoimalalla pinta-ala on roottorin pyyhkäisemä, ympyrän muotoinen pinta- ala, jolloin tehon kasvattaminen vaatii säteen eli siipien pidentämistä. Siivet kokevat paljon vääntö- ja momenttirasitusta, jolloin roottorin halkaisijan kasvattaminen on rajoitettu siipien kestävyyteen. (Nagare et al. 2015, 1.) Pystyakselisten tuulivoimaloiden pyyhkäisypinta-ala on pyörivän roottorin halkaisijan sekä siipien korkeuden tulo.

Todellinen tuulesta saatava teho saadaan laskettua, kun otetaan huomioon tuulivoimalan sähköntuottohyötysuhde, siipien aerodynaaminen hyötysuhde sekä se, että tuulivoimalan pyyhkäisypinta-alan takana ilman virtausnopeus ei ole nolla.

3 p

mek

tod 2

1 c A u

P      (2)

Ptod todellinen tuulivoimalan tuottama teho [W]

ηmek tuulivoimalan mekaaninen hyötysuhde [-]

cp tehokerroin [-]

Todellinen tuulivoimalan tuottama teho voidaan laskea yhtälöllä 2. Mekaaninen hyötysuhde ottaa huomioon turbiinin mekaaniset häviöt sekä generaattorissa tapahtuvat häviöt. Mekaaninen hyötysuhde voidaan tällöin ilmaista turbiinin aksiaalitehon ja turbiinin tuottaman todellisen tehon suhteena. Tehokerroin cp tarkoittaa roottorin aerodynaamisen toiminnan hyötysuhdetta ilman mekaanisia häviöitä. (Frantsi 1983, 27.) Tehokerroin riippuu ilman virtausnopeudesta, turbiinin pyörimisnopeudesta sekä siiven muuttujista, kuten ilmavirran ja siiven välisestä kohtauskulmasta (Nagare et al. 2015, 2).

) 1 ( ) 1 2 ( 1 ) (

) (

2

1 ₂

3 0

1 0 2 1 2 0 ideaali

tod

p        





 u

u u u u P

c P (3)

Ptod tuuliturbiinin roottorin tuottama todellinen teho [W]

u0 tuulennopeus ennen roottoria [m/s]

u1 tuulennopeus roottorin jälkeen [m/s]

γ nopeuksien suhde,

  u

u

Tehokerroin voidaan lausua yhtälöllä 3 tehojen, virtausnopeuksien tai nopeussuhteen avulla. Tehokerroin on riippuvainen myös kärkinopeussuhteesta, joka tarkoittaa siiven kehänopeuden ja tuulennopeuden suhdetta. (Frantsi 1983, 27–33.)

u

r



 (4)

λ kärkinopeussuhde [-]

ω lavan uloimman kärjen kulmanopeus [1/s]

r tuuliturbiinin pyörimissäde [m]

Kärkinopeussuhde voidaan laskea yhtälöllä 4. Kärkinopeussuhde esiintyy useasti tuulivoimalan roottorin aerodynaamisten ominaisuuksien yhteydessä ja sitä käytetään eri tuulivoimaloiden vertailuun. (Manwell et al. 2009, 97–98.)

Tehokerroin saa maksimiarvonsa virtausnopeuksien suhteen γ arvolla 1/3. Tämä tarkoittaa sitä, että ideaalinen roottori pudottaa tuulen nopeuden yhteen kolmasosaan virtauksen nopeudesta ennen roottoria. (Frantsi 1983, 27–28.)

3 mek

3 mek

max

tod, 27

8 27

16 2

1 A u A u

P          (5)

Ptod, max tuulivoimalan todellisuudessa tuottama maksimiteho [W]

Lauseke suurimmalle mahdolliselle tuotetulle teholle on esitetty yllä yhtälössä 5. Arvo 16/27 on tehokertoimen cp maksimiarvo, kun nopeuksien suhde on 1/3. (Nagare et al.

2015, 2.)

Pystyakselisen tuulivoimalan aerodynaaminen suunnitteleminen on vaikeampaa kuin vaaka-akselisen, sillä pystyakselisen tuulivoimalan siipien kohtauskulma vaihtelee ja se voi olla sekä positiivinen että negatiivinen. Lisäksi pystyakselisen tuulivoimalan siivet aiheuttavat virtaukseen pyörteitä, jotka osuvat seuraavaan siipeen. (Tjiu et al. 2013, 50.)

2.2 Tuuliolosuhteet

Tuulivoimaloiden asennuspotentiaaliin vaikuttavat vallitsevat tuuliolosuhteet, joita mallinnetaan erilaisilla jakaumilla. Pystyakseliseen tuulivoimaan suuntautuvissa tutkimuksissa on käytetty tuuliprofiilin mallintamisessa Rayleighin jakaumaa sen helpomman laskettavuuden takia (Balduzzi et al. 2011, 927). Weibull-jakauma mallintaa tuuliolosuhteita tarkemmin ja sen tuottama malli vastaa Rayleighin jakaumaa paremmin Suomen olosuhteita (Suomen Tuuliatlas 2012, 9).

Rayleighin jakauma on yksinkertaisin keskimääräisen tuulennopeuden mallinnuksen jakaumafunktio. Tuulennopeuden todennäköisyystiheyden kumulatiivinen funktio voidaan esittää todellisen ja keskimääräisen tuulennopeuden avulla.

2

4 ka

1 )

( ^

 





 

 ^u

u

e u

F



(6) F(u) tuulennopeuden todennäköisyyden kumulatiivinen

kertymäfunktio [-]

u todellinen tuulennopeus [m/s]

uka keskimääräinen tuulennopeus [m/s]

Rayleighin jakauman mukainen kertymäfunktio voidaan esittää yhtälöllä 6.

Kertymäfunktion mukaan korkeilla tuulennopeuksilla on suurempi esiintymistodennäköisyys, kun keskimääräiset tuulennopeudet ovat suuria.

Weibull-jakauma on hieman kompleksisempi ja sen laskeminen vaatii apumuuttujia.

k

c u

e u

F ^

 







1 )

( (7)

c skaalauskerroin [-]

k muotokerroin [-]

Yhtälö 7 on Weibull-jakauman mukainen tuulennopeuden todennäköisyyden kumulatiivinen kertymäfunktio. Muotokerroin k on kääntäen verrannollinen tuulennopeuden vaihteluun. Skaalauskertoimen c ratkaisemiseen on useita vaihtoehtoisia approksimaatioita. (Mainwell et al. 2009, 59–60.)

Edellä esiteltyjä jakaumafunktioita käytetään tuulennopeuden horisontaaliseen mallintamiseen. Logaritmisen tuuliprofiilin lausekkeella voidaan laskea tuulennopeuden kehittyminen pystysuunnassa.



 







 







0 r 0

r ln

ln ) (

) (

z z z z z

u z

u (8)

z korkeus, jolla tuulennopeus halutaan laskea [m]

zr referenssikorkeus, jolla tuulennopeus tunnetaan [m]

z0 pinnan karheus [m]

Tuulen pystysuuntaisen gradientin avulla yhtälöllä 8 voidaan laskea tuulennopeus halutulla korkeudella, kun tunnetaan pinnankarheus sekä tuulennopeus referenssikorkeudella. Mallia voidaan siis hyödyntää tuulennopeuden karkeaan arvioimiseen rakennuksen katon korkeudella. (Manwell et al. 2009, 45–47.) Tarkan tuloksen saamiseksi kaupunkiympäristössä pinnankarheus tulisi määrittää ja mallintaa tapauskohtaisesti.

Lämpötilan pystysuuntainen gradientti kuvaa lämpötilan kehittymistä ilmakehässä. Eri lämpötilagradientit synnyttävät ilmakehään erilaisia stabilisaatiotiloja. (Manwell et al.

2009, 37–39.) Lämpötilan pystysuuntainen gradientti vaikuttaa täten ilmavirtausten käyttäytymiseen. Lisäksi lämpötilan muutokset korkeuden funktiona vaikuttavat ilman tiheyteen ja näin ollen tuulen energiasisältöön.

Lämpötilan pystysuuntaisen gradientin lisäksi tuuliolosuhteiden stabiiliuteen liittyvä muuttuja on turbulenssin intensiteetti. Turbulenssin intensiteetti TI kuvaa lyhyen aikavälin muutoksia tuulennopeudessa ja se pienenee korkeuden kasvaessa. Turbulenssin intensiteetti voidaan selvittää keskimääräisen tuulennopeuden ja mittausten keskihajonnan avulla.

TI u^u

 (9)

TI turbulenssin intensiteetti [-]

σu tuulennopeuden keskihajonta [m/s]

Yhtälöllä 9 voidaan laskea mittauksen tuloksista turbulenssin intensiteetti.

Tuuliolosuhteita mitattaessa turbulenssin intensiteetin mittauksia tehdään yksi sekunnissa esimerkiksi 10 minuutin ajan. Mittausajan tulee olla pidempi kuin turbulenttiset vaihtelut.

Saatu tulos vaihtelee yleensä välillä 0,1–0,4.

Korkeimmat turbulenssin intensiteetit esiintyvät usein alhaisimmilla tuulennopeuksilla.

(Manwell et al. 2009, 40–41.) Pystyakseliset tuulivoimalat pystyvät toimimaan vaihtelevilla tuulennopeuksilla ja kohtauskulmilla vaaka-akselisia paremmin, joten alhaisten korkeuksien suurempi turbulenssin intensiteetti ei ole este tuulivoimaloiden asennukselle (Marmutova 2016, 1).

2.3 Pystyakselisten ja vaaka-akselisten tuulivoimaloiden vertailu

Pystyakselisen tuulivoimalan toiminta ei vaaka-akselisen tuulivoimalan tavoin ole riippuvainen tuulen suunnasta, vaan roottori pyörii, oli tuulen suunta mikä tahansa.

Tämän seurauksena pystyakselinen tuulivoimala ei tarvitse samanlaista kääntömekanismia kuin vaaka-akselinen tuulivoimala. Toisaalta kaikki pystyakseliset tuulivoimalat eivät käynnisty itsestään, vaan ne tarvitsevat alkunopeuden. (Nagare et al.

2015, 1.) Pystyakseliset tuulivoimalat pystyvät hyödyntämään alhaisempia tuulen nopeuksia kuin vaaka-akseliset tuulivoimalat (Lee et al. 2015, 231).

Toisin kuin vaaka-akselisessa tuulivoimalassa, pystyakselisen tuulivoimalan generaattori sijoitetaan maan tasalle (Nagare et al. 2015, 1). Tällöin pystyakseliin ei kohdistu niin suurta rasitusta kuin vaaka-akselisessa tuulivoimalassa ja tuulivoimalan suunnitteleminen on tältä osin helpompaa (Mathew 2006, 19). Lisäksi asennus-, huolto- ja korjaustyöt ovat helpompia kuin esimerkiksi perinteisellä kolmisiipisellä vaaka-akselisella tuulivoimalalla (Lee et al. 2015, 231). Etenkin suurikokoiset pystyakseliset tuulivoimalat tarvitsevat tukivaijereita, mikä voi aiheuttaa käytännön ongelmia (Mathew 2006, 19).

Tuuliturbiini on kahdenlaisen, mekaanisen ja aerodynaamisen melun lähde.

Tuulivoimaloissa mekaaninen melu on esimerkiksi laakereista ja generaattorista lähtevää ääntä. (Manwell 2009, 566-567.) Aerodynaaminen melu eli ääni, joka syntyy ilmavirtauksen kohdatessa tuulivoimalan lavan, on verrannollinen pyörimisnopeuteen.

Aerodynaamista melua ei voida poistaa ja ainoa keino vähentää sitä on pienentää pyörimisnopeutta. (Frantsi 1983, 145.)

Tuulivoimaloiden tuottamaa aerodynaamista melua voidaan karkeasti vertailla kärkinopeussuhteiden avulla. Pystyakselisen tuulivoimalan kärkinopeussuhde on yleensä alhaisempi kuin vaaka-akselisen. Koska on esitetty, että suurin osa vaaka-akselisten tuulivoimaloiden melusta syntyy lähellä siiven kärkeä, voitaisiin olettaa, että pienempi kärkinopeussuhteiset pystyakseliset tuulivoimalat tuottaisivat vähemmän melua. On kuitenkin otettava huomioon, että pystyakselisilla tuulivoimaloilla tilanne on vaaka- akselisia kompleksisempi. VAWT:n koko siipi kulkee kärjen nopeudella ja virtauksen kohtauskulma vaihtelee toisin kuin HAWT:lla. (Möllerström et al. 2016, 3.)

2.4 Pystyakseliset tuulivoimalatyypit

Pystyakseliset tuulivoimalat voidaan yleisesti jakaa kahteen ryhmään, darrius- ja savonius-turbiineihin (Lee et al. 2015, 231). Seuraavissa luvuissa esitellään nämä yleisimmät pystyakselisien roottoreiden tyypit, joihin työssä keskitytään. Näiden lisäksi on olemassa muita roottorityyppejä sekä useiden tyyppien yhdistelmiä.

2.4.1

Darrius-roottorin toiminta perustuu nostovoimaan, niin kuin lähes kaikkien tuulivoimaloiden toiminta (Lee et al. 2015, 231). Darrius-roottori on saanut nimensä keksijänsä G. J. Darrieuksen mukaan (Mathew 2006, 19). Darrius-roottorien kehitys alkoi kahdesta perustyypistä, suora- ja käyräsiipisistä roottoreista. Nykypäivänä darrius- roottorit voidaan luokitella käyräsiipisiin ϕ-roottoreihin sekä suora- ja spiraalisiipisiin H- roottoreihin, Kuva 1. (Tjiu et al. 2013, 50–52.)

Kuva 1. ϕ-darrius-roottorin periaatekuva.

Darrius-roottorit aiheuttavat vähäisesti melua sekä maisemahaittoja, ja ne toimivat muita pystyakselisia tuulivoimaloita paremmin turbulentissa tai kiertyneessä ilmavirtauksessa.

Tämän vuoksi darrius-tuulivoimalaa on useissa tutkimuksissa pidetty lupaavimpana vaihtoehtona, kun tuulivoimaa integroidaan kaupunkiympäristöön. (Balduzzi et al. 2011, 921.)

Darrius-roottorin ideaalinen kärkinopeussuhde on noin 6 (Marmutova 2016, 22). ϕ- roottorin siivet ovat useimmiten symmetrisiä NACA-profiileja, joiden paksuus vaihtelee 12 %:n ja 21 %:n välillä (Tjiu et al. 2013, 51). NACA-profiilin paksuus ilmoitetaan

prosenttiosuutena lavan maksimipaksuuden suhteesta jänteen pituuteen (Chanson 2013, 7).

2.4.2

Savonius-roottorin toiminta perustuu muista tuulivoimalatyypeistä poiketen pelkkään vastusvoimaan. Savonius-roottori, jonka keksi suomalainen S. J. Savonius, koostuu kahdesta puolikkaasta sylinterimäisestä siivestä, jotka on yhdistetty kirjaimen ”S”

muotoon, Kuva 2. (Mathew 2006, 20.) Savonius-roottorin yksinkertainen rakenne helpottaa sen valmistusta ja pienentää valmistuskustannuksia (Lee et al. 2015, 231).

Lisäksi yksinkertaisen ja kestävän rakenteensa ansiosta savonius-roottori sopii rajuihin tuuli- ja sääolosuhteisiin (Marmutova 2016, 3).

Kuva 2. Markkinoilla on kuvassa näkyvän suorasiipisen savonius-roottorin lisäksi kierrettysiipisiä savonius-roottoreja, jotka reagoivat yllä olevaa perinteistä mallia paremmin

mistä tahansa suunnasta tulevaan ilmavirtaan.

Savonius-roottorin toiminta perustuu siihen, että tuulen kohtaama kovera siipi tuntee enemmän työntövoimaa kuin vastaava kupera siipi, mikä saa aikaan pyörimisliikkeen.

Joskus savonius-roottoriin asennetaan kolme tai neljä siipeä tasoittamaan työntövoiman aiheuttamia momentin vaihteluita. (Mathew 2006, 20.)

Savonius-tuulivoimala pystyy tuottamaan tasaisesti tehoa myös pienillä tuulen nopeuksilla (Lee et al. 2015, 231; Marmutova 2016, 3). Toisaalta, koska savonius perustuu vastusvoimaan, on sen saavuttama maksimitehokerroin, cp, max = 35 %, alhaisempi kuin nostovoimaan perustuvilla tuulivoimaloilla (Mathew 2006, 20).

Savonius-roottori on darrius-roottorista poiketen itsekäynnistyvä. Se toimii parhaiten kärkinopeussuhteella yksi. (Frantsi 1983, 1.) Vaaka-akseliseen tuuliturbiiniin verrattuna savonius-roottori on alhaisen kärkinopeussuhteen myötä erittäin hiljainen (Marmutova 2016, 5). Alhaisen kärkinopeussuhteen sekä korkean vääntömomentin ansiosta savonius- roottori sopii vääntömomenttia vaativiin sovelluksiin, kuten veden pumppaukseen (Mathew 2006, 21).

3 TOTEUTUS

Tässä luvussa tarkastellaan mahdollisuuksia, rajoituksia sekä realiteetteja asentaa Lappeenrannassa rakennusten katoille pystyakselisia tuulivoimaloita.

3.1 Toteutusalue

Pystyakselisen tuulivoiman sijoittamisessa rakennusten katoille on motiiveina muun muassa se, että korkealla vallitsevat korkeammat tuulennopeudet voidaan teoriassa saavuttaa tällä tavalla ilman massiivista pystytornia. Samalla energia voidaan tuottaa siellä, missä sitä tarvitaan. (Balduzzi et al. 2011, 921.)

3.1.1

Lappeenrannan soveltuvuus tuulivoiman asennuspaikaksi voidaan selvittää Suomen Tuuliatlaksen tuulennopeuskarttojen avulla. Lappeenrannan alueelta on Tuuliatlaksessa yleiseen hilakokoon verrattuna tarkempia mittauksia niin, että tuulennopeudet voidaan eritellä 250 m · 250 m alueiden tarkkuudella (Tuuliatlas). Tämä helpottaa pystyakselisille tuulivoimaloille sopivien rakennusten paikantamista huomattavasti verrattuna koko Suomen tuuliolosuhteet kattavaan hilakokoon 2,5 km · 2,5 km.

Tuuliatlaksen malli on tehty kuuden vuoden tuulennopeuksien sekä mallinnuksen perusteella. Vuodet on valittu aikaväliltä 1989–2007 vastaamaan mahdollisimman hyvin kyseessä olevan paikan keskimääräisiä tuulioloja kyseisellä aikavälillä. Tuuliatlaksen tuulennopeuden mittauskorkeus 50 metriä on määritetty hila-alueen keskimääräisestä maanpinnan tasosta. (Tuuliatlas.)

Koko Lappeenrannan keskustan alueella keskimääräinen vuotuinen tuulennopeus 50 metrin korkeudessa maan pinnasta on vähintään 5 m/s, Kuva 3.

Kuva 3. Lappeenrannan alueen keskimääräiset vuotuiset tuulennopeudet hilakoolla 250 m · 250 m ja korkeudella 50 m (Tuuliatlas). Lähes koko kuvan täyttävä vaaleanpunaisen sävy vastaa 5- 5,5 m/s tuulennopeuksia. Vaaleampi punainen vastaa alhaisempaa ja tummempi korkeampaa tuulennopeutta.

Kuvasta nähdään, että Lappeenrannan sijainti Saimaan läheisyydessä takaa suotuisat tuuliolosuhteet erityisesti Saimaan rannan tuntumassa. Suomen Tuuliatlaksesta saadaan tuuliruusun avulla selville myös se, kuinka paljon vuosittain tuulee kustakin ilmansuunnasta. Tuuliruusu on saatavilla vain hilakoossa 2,5 km · 2,5 km.

Kivisalmessa sekä Voisalmessa sijaitsevat Lappeenrannan tuuliolosuhteiltaan parhaat alueet. Näillä alueilla vuotuinen keskimääräinen tuulennopeus on 6–6,2 m/s. Koska tuulivoimasta saatava teho on suoraan verrannollinen nopeuden kolmanteen potenssiin, tuulennopeuden nousu jo yhdellä metrillä sekunnissa vaikuttaa huomattavasti tuulivoimasta saatavaan tehoon. Alueella ei kuitenkaan sijaitse korkeita rakennuksia.

Lappeenrannan keskustassakin tuuliolosuhteet ovat 50 metrin korkeudella hieman yli 5 m/s, mikä johtunee siitä, että keskusta on rinnemäinen, jolloin alamäessä sijaitsevat esteet eli rakennukset eivät vaikuta suuresti tuuliolosuhteisiin 50 metrin korkeudella rinteen huipun keskimääräisestä pinnankorkeudesta (Maanmittauslaitos). Tuuliolosuhteet linnoituksen alueella olisivat tuulivoimalle suotuisat, mutta tälle alueelle ei suunnitella tuulivoimaloiden asentamista kulttuurihistoriallisista syistä (Muinaisjäännösrekisteri).

Rajataan alue Lappeenrannan keskustaan, jossa tuuliolosuhteet ovat suhteellisen hyvät ja jossa sijaitsevat myös Lappeenrannan korkeimmat rakennukset. Keskustan Taikinamäellä Valtakadulla sijaitseva vesitorni on noin 40 metriä korkea (Etelä-Saimaa 2015). Sen läheisyydessä Oikokadulla sijaitsee lisäksi asuinkerrostalo, joka on seitsemänkerroksinen. Molemmilla alueilla tuulennopeus 60 metrin korkeudessa on 5,20 m/s (Tuuliatlas).

3.1.2

Parhaiten tuuliturbiinin asennuspaikaksi soveltuu rakennus, joka on korkeampi kuin ympäröivät rakennukset keskimäärin. Lisäksi rakennuksen geometria vaikuttaa tuuliturbiinin asentamisen kannattavuuteen. Vääränlaisen asennuspaikan johdosta tuuliturbiini tuottaa jatkuvasti vähemmän tehoa kuin se hyvin soveltuvalla katolla pystyisi tuottamaan. (Balduzzi et al. 2011, 929.)

Firenzen yliopiston tutkimuksessa saatujen tulosten mukaan katon kallistuskulmalla on huomattava vaikutus tuuliturbiinin tuottamaan tehoon. Parhaat olosuhteet, eli paras yhdistelmä nopeuden nousussa ja vinosti tulevan virtauksen kohtauskulmassa, saadaan aikaan katon pienellä kaltevuuskulmalla, noin 8–10 °. Tämä tulos pätee erityisesti korkeille taloille. Toisaalta epäsuotuisan mallisilla rakennuksilla erittäin kalteva katto saattaa jopa huonontaa virtauksen kohtaamisolosuhteita. (Balduzzi et al. 2011, 928.) Oikokadun asuinkerrostalon ulkokatto on kalteva, vesitornin lähes vaakasuora.

Tarkasteltaviksi valitaan vesitorni sekä asuinkerrostalo, koska ne soveltuvat ominaisuuksiltaan asennuspaikoiksi. Vesitornilla tuuliturbiinien asennuskustannukset ovat rakennelman erityisen funktion takia korkeammat.

3.2 Rajoitukset sekä mahdolliset haittavaikutukset

Alueen valinnassa tulee ottaa huomioon tuulivoimaloiden asennukseen soveltuvien tuuliolosuhteiden lisäksi rakennusrajoitukset sekä mahdolliset haittavaikutukset rakennuksille sekä ympäristölle.

3.2.1

Koska tuuliturbiini pyörii, se aiheuttaa värähtelyä omassa rungossaan ja siten myös kattorakenteissa, joihin se on kiinnitetty. Pystyakselisten tuulivoimaloiden aiheuttama värähtely rakennuksen teräsrakenteissa alittaa tutkimuksen mukaan huomattavasti ISO- kriteerin värähtelynopeuden maksimiarvon. Tuulivoiman asentaminen rakennusten katoille ei tutkimuksen mukaan aiheuta juurikaan vaurioita rakennuksille. (Park 2014, 498.)

Säädöksissä EN 61400-1 ja 2 on turvallisuuteen liittyviä määräyksiä ja ohjeistuksia.

Näiden täyttyminen tulee varmistaa turbiinien asennusprojektia suunniteltaessa.

Seuraavissa luvuissa tarkasteltavan valmistajan mukaan tuulivoimaloista ei aiheudu haittaa rakennukselle, jos asennuksessa noudatetaan valmistajan antamia ohjeita.

Rakennuksen katolle asennettu tuulivoimala aiheuttaa lisävaatimuksia rakennuksen sähköverkolle. Useimmiten tuulivoimalat kiinnitetään rakennuksen oman sähköverkon lisäksi myös yleiseen verkkoon. Verkkokytkentä vaatii erillisen lupaprosessin.

3.2.2

Tuuliturbiinit saattavat aiheuttaa haittoja sähkömagneettisiin aaltoihin, kuten televisiolähetyksiin, lentokoneiden navigaatiolaitteisiin ja tutkiin. Turbiinin lavat voivat hajottaa niihin osuvia ja tornista heijastuneita säteitä pyöriessään (Manwell 2006, 575).

Roottorin pyöriminen metallisen maston edestä aiheuttaa ajasta riippuvan, vaihtelevan interferenssin, koska roottorin pyörimisnopeus ja kohtauskulma vaihtelevat. (Wang et al.

2015, 1.)

Sähkömagneettisen häiriön suuruuteen vaikuttavat lapojen pituuden lisäksi roottorin pyörimisnopeus sekä roottorin valmistusmateriaali (Frantsi 1983, 145–146).

Tuulivoimalan masto on yleensä terästä. Nykyään lavat valmistetaan useimmiten lasikuidusta, mutta lavoissa on myös metallia suojaamassa niitä ukkoselta. (Wang et al.

2015, 1.)

Suurin osa raportoiduista tuulivoimaloiden aiheuttamista sähkömagneettisista häiriöistä liittyy televisiolähetyksiin. Aiheutuvista häiriöistä on tehty runsaasti tutkimuksia

ongelmien korjaamiseksi. Myös mahdolliset vaikutukset etenkin radio- ja tutkayhteyksiin tulee ottaa huomioon. (Manwell 2009, 577.)

Eurocontrol on raportissaan asettanut rajat siitä, kuinka lähelle tutkalaitteita tuulivoimaloita voi rakentaa ja millä etäisyydellä tuuliturbiinien aiheuttamat ongelmat voidaan hoitaa arvioimalla ja korjaamalla virhe vastaanottimessa (Eurocontrol 2014, 29).

Raportissa ohjeistetaan, miten tuulivoimaloiden aiheuttamat vaikutukset voidaan arvioida jo tuulivoimala-asennuksen suunnitteluvaiheessa (Eurocontrol 2014, 28–42). Raportissa tuulivoimala-sanaa käytetään HAWT-tuulivoimaloista, eikä siinä ilmeisesti oteta erikseen huomioon pystyakselisia tuulivoimaloita. Häiriön korjaaminen vastaanottimessa on helpompaa, kun tutka on uudehkoa mallia (Theil et al. 2010, 1357).

Myös pystyakseliset tuulivoimalat voivat aiheuttaa häiriöitä tutkan toiminnassa. Häiriö riippuu tuulivoimalan asemoinnista tutkaan nähden sekä signaalin ja roottorin kohtauskulmasta. Siksi jokainen pystyakselinen tuulivoimalaprojekti tulee tarkastella erikseen. (Marmutova 2016, 92-94.)

3.2.1

Tuuliturbiineja on kritisoitu niiden synnyttämästä melusta. Koska työssä käsitellään urbaaniin ympäristöön asennettavia tuulivoimaloita, tulee melun syntyminen ottaa erityisesti huomioon. Pystyakselisista tuulivoimaloista etenkin savonius-roottori on erittäin hiljainen, kun sitä verrataan vaaka-akselisen tuulivoimalan aiheuttamaan meluun (Marmutova 2016, 5).

Maisemahaitalle ei ole olemassa mittareita, vaan haitta maisemalle on subjektiivista.

Koska tässä työssä tuulivoimalat olisi optimaalisinta asettaa ympäristöä korkeampien rakennusten katoille, ne näkyvät kauas. Toisaalta työssä käsitellään vaaka-akselisiin tuulivoimaloihin verrattuna pienikokoisia tuulivoimaloita. Koska pystyakseliset tuulivoimalat eivät ole vielä yleistyneet, ihmisten asennoitumista niihin on hankala ennustaa.

3.3 Tarkoitukseen soveltuvien pystyakselisten tuulivoimaloiden tarjonta markkinoilla

Työssä keskitytään pienen kokoluokan tuuliturbiineihin eli maksimissaan muutaman kilowatin tehoihin. Koska vaaka-akselinen tuulivoima hallitsee markkinoita, pystyakselisien tuulivoimaloiden valmistajat ovat usein pienehköjä yrityksiä.

Esimerkkejä pystyakselisten tuulivoimaloiden valmistajista ja markkinoijista on listattu taulukkoon, Taulukko 1.

Taulukko 1. Esimerkkejä pystyakselisten, pienen kokoluokan tuuliturbiinien valmistajista.

Malli Valmistaja Sähköteho [kW] Valmistusmaa

Savonius Oy Windside Production Ldt 0,15–12 Suomi

Savonius Windpods 1 Australia

Darrius Turby B.V. 2,5 Alankomaat

Darrius Urban Green Energy 3,2 Yhdysvallat

Yhdistetty Hi-VAWT 0,3–3,0 Taiwan

Suorasiipinen Gual StatoEolien 1,3–36 Ranska

Suomalaisen Windsiden valmistamia savonius-roottoreita saa useassa eri kokoluokassa.

Windpods-valmistajan savonius on nimellisteholtaan 1 kW, joten vertaillaan sitä saman kokoluokan Windsiden savoniukseen. Windsiden tehokäyrältä voidaan lukea, että WS- 4B tuottaa tuulennopeudella 6 m/s noin 100 W sähköä (Urban-wind). Windpodsin tehokäyrältä vastaavalla tuulennopeudella saadaan tulokseksi noin 100 W (Windpods).

Valmistajien välillä ei siis ole merkittäviä eroja.

Taulukossa esitetty Turbyn darrius-roottori, nimellisteholtaan 2,5 kW, tuottaa tehokäyrän mukaan tuulennopeudella 6 m/s noin 200 W sähköä (Renugen). Hieman isomman kokoluokan darrius-roottori, 3,2 kW:n VisionAIR5 tuottaa sekin noin 200 W, kun tuulennopeus on 6 m/s (V-Air Wind Technologies). Pienillä tuulenopeuksilla darrius- roottorien tuotossa ei siis ole suuria eroja.

Hi-VAWT:ssa on yhdistetty darrius-roottorin akseliin savonius-roottori. 1,5 kW:n voimala tuottaa tehokäyrän mukaan 6 m/s:n tuulennopeudella noin 180 W sähköä. Cut- in tuulennopeus eli tuulennopeus, jolla tuulivoimala käynnistyy, on Hi-VAWT:lle 3 m/s, joka on suurempi kuin tarkastelluilla savoniuksilla. (Hi-VAWT.) Suorasiipinen

StatoEolien GSE 4 -roottori koostuu siivistä, jotka on asennettu pyöreän kehikon ulkoreunoille. Roottori tuottaa noin 100 W tuulennopeudella 6 m/s (StatoEolien).

Pienempi kokoluokkaiset savonius-roottorit tuottavat kyseessä olevilla tuulennopeuksilla suhteessa enemmän tehoa kuin muut mallit. Tämä johtuu niiden alhaisemmista cut-in tuulennopeuksista eli siitä, että savonius-roottorit pyörivät ja tuottavat sähköä vielä alhaisillakin tuulennopeuksilla. Koska valitun alueen rakennukset eivät ole erittäin korkeita ja tuulennopeudet ovat suhteellisen alhaisia, olisi savonius-roottori kannattavampi vaihtoehto, vaikka sen pyyhkäisypinta-ala jääkin hieman pienemmäksi kuin darrius-roottoreilla.

Kahden tarkastellun valmistajan savonius-roottorit eivät teholtaan eroa toisistaan.

Windsiden valmistamia savonius-roottoreita tarjotaan useissa eri kokoluokissa ja niiden kuljetuskustannukset voidaan olettaa pienemmiksi, koska valmistaja sijaitsee Suomessa.

Valmistajan antaman tiedon mukaan WS-2:lla keskimääräisellä tuulennopeudella 5 m/s vuotuinen tuotto olisi 700 kWh (Oy Windside Production Ltd).

Valitaan tarkasteluun Windsiden WS-2CityG, joka on nimellisteholtaan 450 W yhdistettäessä 24 voltin akkuun. Roottorin pyyhkäisypinta-ala on 2 m² ja voimalan korkeus yhteensä 2,5 metriä. Voimala on valmistajan mukaan äänetön, mikä tarkoittaa, että 2 metrin etäisyydellä tuulivoimalasta äänenvoimakkuus on alle 5 dB. (Oy Windside Production Ltd.) Yleisesti Windsiden valmistamat roottorit on suunniteltu käytettäviksi akkujenlatauksessa paikoissa, joihin sähköverkon rakentaminen olisi hankalaa ja kallista.

Kokonsa ja alhaisen äänenvoimakkuutensa takia WS-2 sopii myös rakennusten katolle asennettavaksi. (Asp sähköpostiviesti 15.3.2017.) Kattoasennuksissa on käytettävä neljän metrin korkuista mastoa (Oy Windside Production Ltd).

4 LASKENTA

Tässä luvussa lasketaan tuuliturbiinin tuottama teho valituissa lokaatioissa ja tuuliolosuhteissa. Lisäksi tarkastellaan taloudellista kannattavuutta. Laskennassa tuuliturbiinina käytetään savonius-mallista, WS-2CityG-tuulivoimalaa, jonka nimellisteho on 450 W ja valmistajan arvioima tuotto keskimääräisellä vuotuisella tuulennopeudella 5 m/s noin 700 kWh.

4.1 Rakennuskohtaisten tuuliolosuhteiden arviointi

Vesitornin korkeudeksi maanpinnasta on arvioitu 40 m (Etelä-Saimaa 2015). Valmistaja suosittelee kattoasennuksissa käytettäväksi 4 metrin korkuista tornia, jolloin yhteisasennuskorkeus olisi 44 m. Oikokadun kerrostalossa on 7 kerrosta ja sen korkeudeksi tornin kanssa voidaan arvioida noin 30 m. Rakennusmääräysten mukaan huonekorkeuden tulee olla vähintään 2,5 m, ja sen lisäksi korkeuteen vaikuttavat välikatot (G1 Suomen rakentamismääräyskokoelma).

Edellä luvussa 2.2 esitetyn yhtälön 8 sekä Tuuliatlas-datan avulla voidaan laskea keskimääräinen tuulennopeus valittujen rakennusten katoilla. Yhtälöä varten arvioidaan kaupunkiympäristön pinnankarheus. Lähiössä pinnankarheus on yleisesti noin 1,5 m ja kaupungin keskustassa, jossa on korkeita rakennuksia, pinnankarheus on 3 m (Manwell 2009, 46). Koska Lappeenrannan keskuksen rakennukset ovat suhteellisen matalia, valitaan pinnankarheuden arvoksi 2,0 m.

s m 0 , 5 s m 2 , 5 m 0 , 2

m ln 50

m 0 , 2

m ln 44 ) m 40

(  



 







 



 u 

Tuulennopeuden laskenta tällä menetelmällä on karkeaa arviointia, koska alueen ympäristön tarkkaa pinnankarheutta ei tunneta. Vastaavasti samalla yhtälöllä voidaan laskea tuulennopeus korkeudella 30 metriä ja tulokseksi saadaan 4,4 m/s.

4.2 Voimaloiden asettelu katoille

Tuulivoimala tulisi asettaa keskelle kattoa niin, että se on mahdollisimman kaukana katon reunan aiheuttamasta turbulenssista (Cace et al. 2007, 33).

Lappeenrannan keskustan alueella Tuuliatlaksen tuuliruusun perusteella tuulee vuosittain merkittävästi eniten lounaasta, noin 17 % koko vuoden tuulista. Koska pystyakselista tuulivoimalaa ei tarvitse suunnata, tuulensuuntajakaumalla ei ole merkitystä asennusta suunniteltaessa. Kuitenkin useampia tuulivoimaloita katolle asennettaessa tulisi tuulensuunta ottaa huomioon siten, ettei voimaloita asennettaisi suoraan linjaan koillinen- lounas-akselille vanahäviöiden välttämiseksi.

4.3 Potentiaalinen sähköntuotto

Valmistajan mukaan sähköenergian vuosituotto vesitornin päälle asetettaville tuuliturbiineille tuulennopeudella 5 m/s on noin 700 kWh. Lasketaan vuosituotannot molemmissa kohteissa tuulivoimaloiden asennuskorkeuden tuulennopeudella.

Kyseiselle turbiinille ei ole saatavilla tehokäyrää. Skaalataan saman valmistajan toisen turbiinin tehokäyrää alaspäin. WS-4, joka on nimellisteholtaan kaksinkertainen WS- 2CityG:hen verrattuna, tuottaa mitatun tehokäyrän mukaan 70 W tuulennopeudella 5 m/s (Urban-wind). Arvioidaan tästä WS-2CityG:n tuottamaksi tehoksi 35 W vastaavalla tuulennopeudella. Alaspäin skaalatuista arvoista voidaan piirtää WS-2CityG:n tehokäyrä laskuja varten, Kuva 4.

Kuva 4. WS-2CityG:n tehokäyrä, jonka arvot lasketaan alaspäin skaalaamalla WS-4:n tehokäyrästä (Urban-wind).

Tuuliatlaksesta saatujen arvojen avulla voidaan selvittää keskimääräiset Weibull- jakauman tunnusluvut. Weibull-tehotiheysfunktion avulla saadaan arvio vuotuisesta sähköenergiantuotosta valitulla korkeudella.

k

c u k

c e u c u k

p ^

 









 







 





1

)

( (10)

p(u) tehotiheys [-]

Weibull-jakauman mukainen tehotiheysfunktio lasketaan yhtälöllä 10. (Manwell et al.

2009, 59.) Keskimääräisiksi kertoimien arvoiksi saadaan k = 2,5 ja c = 4,9 (Tuuliatlas).

2022 , 9 0

, 4

4 , 4 9 , 4

5 , ) 2 s m 4 , 4 (

5 , 2

9 , 4

4 , 4 1 5 , 2





 







 



 ^

 







e p

Keskimääräinen tuulivoimalan tuottama teho saadaan tehotiheysfunktion ja tehokäyrän avulla.

du u p u P

P_ka ^



0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

0 2 4 6 8 10 12 14 16

TehoP[W]

Tuulennopeus u[m/s]

Keskimääräinen teho lasketaan yhtälöllä 11 (Manwell et al. 2009, 59). Nyt tehotiheys 4,4 m/s tuulennopeudella on 0,2022 ja tehokäyrästä luettava teho kyseisellä tuulennopeudella 26 W. Vuotuinen tuotettu teho saadaan tehotiheysfunktion, tehokäyrästä luettavien tehojen ja vuotuisten tuntien tulon summalausekkeena.

h 8760 )) ( ) (

(  





W_a (12)

Wa vuotuinen tuotettu sähköenergia [Wh]

Vuotuiselle energiantuotolle saadaan arvo yhtälöllä 12. Energiantuotanto lasketaan summalausekkeena Excel-taulukkolaskentaohjelmalla. Tulokseksi saadaan 280 kWh, kun käytetään Weibull-jakauman kertoimien arvoja keskinopeudella 4,4 m/s.

Vastaavasti keskimääräiselle tuulennopeudelle 5 m/s selvitetään Weibull-jakauman kertoimet Tuuliatlaksesta. Kertoimien arvot ovat tällöin k = 2,5 ja c = 5,9. Näillä arvoilla lasketaan tehotiheysfunktio ja sitä käyttäen saadaan vuotuiseksi energiantuottoarvioksi 449 kWh. Tämä poikkeaa valmistajan ilmoittamasta 700 kWh:n vuosituottoarviosta.

Tulokset molemmille tuulennopeuksille on esitetty taulukoituina, Taulukko 2. Lasketut Weibull-jakauman mukaiset tehotiheydet sekä näistä lasketut energiantuotot on esitetty työn liitteessä.

Huipunkäyttöaika voidaan laskea vuotuisen energiantuoton ja turbiinin nimellistehon avulla.

nim a

h P

t  W (13)

th huipunkäyttöaika [h]

Pnim nimellisteho [W]

Tuuliturbiinin huipunkäyttöaika voidaan ratkaista yhtälöstä 13.

h W 998

450 kWh 449

h  

t

Kyseiselle turbiinille 5 m/s keskimääräisellä tuulennopeudella saadaan huipunkäyttöajaksi 998 tuntia. Tulos vaikuttaa luotettavalta, koska vaaka-akselisen, hyvällä tuulialueella sijaitsevan on-shore- eli maalle asennettavan tuulivoimalan huipunkäyttöaika on yleensä noin 2 200 h, ja nyt kyseessä on suhteellisen pienitehoinen tuulivoimala.

Taulukko 2. Tuulivoimalan asennuskorkeuden tuulennopeus, nopeutta vastaava teho, vuotuinen tuottoarvio sekä huipunkäyttöaika molemmille tapauksille.

z u Ptuotto Wa th

m m/s W kWh h

30 4,4 26 280 622

44 5 35 449 998

4.4 Taloudellinen kannattavuus

Tuulivoimalan aiheuttamat kulut voidaan jakaa kiinteisiin ja muuttuviin kustannuksiin.

Kiinteitä kuluja ovat muun muassa investointi- ja asennuskulut, koska ne eivät muutu tuulivoimalan käytön mukaan. Myös osa huolto- ja kunnossapitokustannuksista kuuluu kiinteisiin kuluihin. Muuttuvat kustannukset vaihtelevat tuulivoimalan käytön mukaan.

Tällaisia kustannuksia ovat esimerkiksi polttoainekulut. Tuulivoimalla polttoainekuluja ei kuitenkaan ole. Muuttuviin kustannuksiin lasketaan käytöstä riippuvat huoltokustannukset.

Annuiteettitekijä lasketaan investoinnin jakamiseksi vuosittaisiksi eriksi.

1 ) 1 (

) 1 (

n  



  _n ⁿ i

i

c i (14)

cn annuiteettitekijä [-]

i korko [-]

n pitoaika [a]

Annuiteettitekijä lasketaan yhtälöllä 14. Pitoaika etenkin savonius-roottoreilla on pitkä, jopa 50 vuotta (Oy Windside Production Ltd). Valitaan esimerkkinä pitoajaksi 30 vuotta ja koroksi 5 %.

0651 , 1 0 ) 05 , 0 1 (

) 05 , 0 1 ( 05 , 0

30 30

n 







  c

Investointi on kannattava, jos vuotuinen säästö on suurempi kuin nolla eli saatavat säästöt ovat suurempia kuin tehtävä investointi kerrottuna annuiteettitekijällä.

I c S

S_a   _n (15)

I investointi [€]

S vuotuiset säästöt [€/a]

Sa vuotuinen nettosäästö [€/a]

Investoinnin kannattavuus voidaan laskea yhtälöllä 15. (Manwell 2009, 531.) Vuotuinen säästö muodostuu, kun kuluttajan ei tarvitse maksaa sähkömäärästä, jonka tuulivoimala tuottaa. Sähkön hintaan kuuluu sähköenergian lisäksi sähkön siirtomaksu, perusmaksu ja verot. Sähkön hinta Lappeenrannassa on keskimäärin noin 30 snt/kWh. (Lappeenrannan Energia Oy 2016.) Tällöin vuotuisella energiantuotolla 449 kWh säästettäisiin 135 €. WS- 2CityG:n kokonaisinvestointi, johon kuuluu turbiinin lisäksi sähkökytkennät ja torni, on tällä hetkellä noin 20 000 € (Asp sähköpostiviesti 15.3.2017).

€ 166 1

€ a 000 20 a 1 0651 , 0

€ kWh 0,30 kWh

a 499    

S

Muut tulokset kannattavuudesta eri pitoajoilla sekä eri koroilla on esitetty taulukoituina, Taulukko 3 ja Taulukko 4.

Taulukko 3. Vuotuinen säästö pitoajan muuttuessa, kun vuotuinen tuotettu energiamäärä on 449 kWh ja sähkön hinta 0,30 €/kWh.

I S n i cn Sa

€ €/a a - - €/a

20000 134,7 10 0,05 0,1295 -2455

20000 134,7 20 0,05 0,0802 -1470

20000 134,7 30 0,05 0,0651 -1166

20000 134,7 40 0,05 0,0583 -1031

20000 134,7 50 0,05 0,0548 -961

Taulukko 4. Vuotuinen säästö koron muuttuessa, kun vuotuinen tuotettu energiamäärä on 449 kWh ja sähkön hinta 0,30 €/kWh.

I S n i cn Sa

€ €/a a - - €/a

20000 134,7 30 0,03 0,0510 -886

20000 134,7 30 0,04 0,0578 -1022

20000 134,7 30 0,05 0,0651 -1166

20000 134,7 30 0,06 0,0726 -1318

20000 134,7 30 0,07 0,0806 -1477

Koska pystyakselinen tuuliturbiini tuottaa suhteellisen vähän sähköä ja sen investointikustannus on suuri, säästö on negatiivinen eli investointi ei ole taloudellisesti kannattava. Lisäksi tuulivoima tuottaa sähköä vain, kun tuulee, eikä tuotantoa voida ajoittaa tarpeen mukaan. Tästä johtuen tuulivoimaloiden asentaminen asettaa lisätarpeita rakennuksen sähköverkolle.

5 JOHTOPÄÄTÖKSET JA TULOSTEN TARKASTELU

Valitun vesitornin katolla tuulivoimalan asennuskorkeudella tuulennopeudella 5 m/s yhden savonius-roottorin WS-2CityG:n vuosituotto on laskennan mukaan noin 450 kWh poiketen valmistajan ilmoittamasta 700 kWh:n arviosta. Läheisen asuinrakennuksen katolla tuulennopeudella 4,4 m/s vuotuiseksi energiantuotoksi saadaan laskettua 280 kWh. Tuulennopeuden pienikin vaihtelu vaikuttaa tuuliturbiinin tuottoon, koska turbiinin tuottama teho on verrannollinen nopeuden kolmanteen potenssiin. Tuulivoima ei siis ole samalla tavalla skaalautuvaa kuin esimerkiksi aurinkovoima. Lappeenrannassa Valtakadulla sijaitsevan vesitornin katto olisi pystyakselisen tuulivoiman kannalta energiantuotannollisesti kannattavin valinta.

Pystyakselisten tuulivoimaloiden asentamista vesitornin katolle Lappeenrannan tuuliolosuhteissa voidaan pitää energiantuotannollisesti muttei taloudellisesti kannattavana. Pystyakselisen tuulivoiman integroiminen kaupunkiympäristöön on vaikea saada taloudellisesti kannattavaksi, koska pyyhkäisypinta-ala ja tuulennopeudet taajamassa jäävät alhaisiksi. Tällöin pystyakseliset tuulivoimalat eivät tuota suurta osaa rakennuksen sähköenergian tarpeesta ja säästöt jäävät vähäisiksi, vaikka osa käytetystä sähköstä voidaan ostamisen sijaan tuottaa itse.

Pystyakselisten tuulivoimaloiden asentamiseen voi talouden lisäksi olla myös muita motiiveja, kuten ekologisuus ja uusiutuvan energiantuotannon lisääminen.

Pystyakselinen tuulivoimala voi toimia sähkökatkojen varalle haluttuna varajärjestelmänä. Sen avulla voi varautua tulevaisuuteen ja mahdolliseen sähkön hinnan nousuun. Myös rakennuksen arvo kasvaa tuulivoimainvestoinnin myötä.

Uudisrakennuksen e-lukua saadaan pienennettyä asentamalla tuulivoimaa uusiutuvan energian tuotantomuotona. (Asp sähköpostiviesti 15.3.2017.)

Työssä tutkittiin esimerkkitapauksena Lappeenrannan keskustan tuuliolosuhteita Suomen Tuuliatlaksen datan perusteella. Lappeenrannan tuuliolosuhteet vastaavat Suomessa rannikkoalueiden tuuliolosuhteita Saimaan läheisyyden takia. Lappeenranta on Suomen sisämaan tuuliolosuhteita tarkasteltaessa suotuisa paikka tuulivoimalle.

Koska työssä tutkitulle tuuliturbiinille ei ole saatavilla tehokäyrää, tehot on skaalattu alaspäin saman valmistajan suuremman kokoluokan mitatusta tehokäyrästä. Tarkempi tulos saataisiin mittaamalla kyseisen turbiinin tehokäyrä. Lisäksi työssä käytetty tuulennopeuksien arviointi on suuntaa-antavaa. Jotta saataisiin tarkkaa tietoa kyseessä olevan rakennuksen katolla vallitsevista tuuliolosuhteista, tulisi tuulennopeuksia mitata paikalla vähintään vuoden ajan. Tällöin saataisiin selville tuulen todellinen energiasisältö sekä vuodenaikojen mukainen vaihtelu. Lisäksi tuulennopeuden arvioinnin epätarkkuuteen vaikuttaa kaupunkiympäristön rakennusten aiheuttama pinnankarheus, jonka arviointia voisi tarkentaa jatkotutkimuksessa esimerkiksi tuuliolosuhteita simuloimalla.

6 YHTEENVETO

Työn tavoitteena oli tutkia rakennusten tai rakennelmien katoille asennettujen pystyakselisten tuulivoimaloiden energiantuotantopotentiaalia. Esimerkkitapauksena tarkasteltiin Lappeenrannan keskustaa.

Työn kirjallisuusosuudessa käydään läpi tuulivoiman yleisiä laskuyhtälöitä sekä tuuliolosuhteiden arvioinnissa käytettyjä metodeja. Työssä esitellään pystyakselista tuulivoimaa vertaamalla sitä vaaka-akseliseen. Lisäksi esitellään kaksi tyypillisintä pystyakselista tuulivoimalatyyppiä, darrius- ja savonius-roottorit.

Ensin tarkasteltiin Lappeenrannan alueen tuuliolosuhteita Suomen Tuuliatlaksen datan avulla. Teorian kautta käsiteltiin toteutukseen vaikuttavia tekijöitä sekä rajoitteita.

Valittiin tuulennopeuksien ja rakennusten korkeuksien perusteella Lappeenrannan keskustasta käsiteltäviksi rakennuksiksi Valtakadulla sijaitseva vesitorni sekä sen lähistöllä Oikokadulla sijaitseva asuinkerrostalo. Alueen ja rakennusten valinnan jälkeen selvitettiin, millaisia pystyakselisia tuulivoimaloita on tällä hetkellä markkinoilla tarjolla, ja valittiin niistä tähän tarkoitukseen sopivin.

Valitun savonius-roottorin WS-2CityG:lle skaalatun tehokäyrän perusteella laskettiin vuotuinen energiantuottoarvio kummassakin esimerkkitapauksessa. Kannattavimmaksi asennuspaikaksi valikoitui vesitorni 449 kWh:n laskennallisella vuotuisella energiantuotolla. Energiantuotannollisesti pystyakselisten tuulivoimaloiden integroiminen kaupunkiympäristöön on siis kannattavaa. Taloudellisesti tarkasteltuna pystyakselisten tuulivoimaloiden investointikustannukset ovat niin suuret suhteessa voimaloiden tuottamaan energiaan, että hanke ei näissä olosuhteissa ole taloudellisesti kannattava.

LÄHDELUETTELO

Asp, Sara-Maaria. 15.3.2017. Oy Windside Production Ltd. Sähköpostiviesti.

Balduzzi, Francesco et al. 2011. Feasibility analysis of a Darrieus vertical-axis wind turbine installation in the rooftop of a building. University of Florence. Applied Energy.

Vol 97. Elsevier. 921-929.

Cace, Jadranka et al. 2007. Urban Wind Turbines: Guidelines for Small Wind Turbines in the Built Environment. Wind Energy Integration in the Urban Environment.

Supported by Intelligent Energy Europe. Saatavissa

http://www.urbanwind.net/pdf/SMALL_WIND_TURBINES_GUIDE_final.pdf.

Viitattu 22.2.2017.

Chanson, Hubert. 2013. Applied Hydrodynamics: An Introduction. CRC Press. 448.

ISBN 1315863049.

Toim. Hackman, Seija. 2017. Etelä-Saimaa. Arkistoista: Lappeenrannan vesitornin näkymien perään on haikailtu jo toistakymmentä vuotta. Saatavissa

http://www.esaimaa.fi/Online/2015/07/07/Arkistoista%3A%20Lappeenrannan%20vesit ornin%20n%C3%A4kymien%20per%C3%A4%C3%A4n%20on%20haikailtu%20jo%2 0toistakymment%C3%A4%20vuotta/2015119273864/4. Viitattu 22.3.2017.

European Environment Agency EEA. 2011. Urban Environment. Saatavissa http://www.eea.europa.eu/themes/urban/intro. Viitattu 12.2.2017.

Frantsi, Ari. 1983. Pystyakselisen, suorasiipisen lämpöä tuottavan tuulivoimalan tekninen soveltuvuus Suomen olosuhteisiin. Diplomityö. Lappeenrannan teknillinen yliopisto. 168 s.

Georgiou, D. P. & Theodoropoulos, N. G. 2010. A Momentum Explanation for the Unsatisfactory Betz Model Prediction in Highly Loaded Wind Turbines. Wind Energy.

Vol 14. No 5. University of Patras. 653-660 s.

Global Wind Energy Council GWEC. 2017. Global Wind Statistics 2016. Saatavissa http://www.gwec.net/wp-content/uploads/vip/GWEC_PRstats2016_EN_WEB.pdf.

Viitattu 12.2.2017.

Hi-VAWT. Vertical Axis Wind Turbine Power System Model: DS1500 Product Specifications. Saatavissa http://www.hi-

vawt.com.tw/downloads/DS1500_Specification%20-%20100610.pdf. Viitattu 22.2.2017.

Lappeenrannan Energia Oy. 2016. Sähkön myyntihinnasto. Saatavissa

https://www.lappeenrannanenergia.fi/palvelut/LRE%20tiedostot/Hinnastot/20160701- LRE-A4-Sahkon-myyntihinnasto-markkina-web%20(ID%2078250).pdf. Viitattu 5.5.2017.

Lee, Jae Hoon et al. 2015. Effect on Twist Angle on the Performance of Savonius Wind Turbine. Pusan National University. Renewable Energy. Vol 89. Elsevier Ltd. 231–244 s. 0960-1481.

Maanmittauslaitos. Karttapaikka. Nettiportaali. Saatavissa

https://asiointi.maanmittauslaitos.fi/karttapaikka/. Viitattu 21.1.2017.

Manwell, J. F., McGowan, J. G. & Rogers, A. L. 2009. Wind Energy Explained.

Theory, Design and Application. Second Edition. Wiley. 689 s. ISBN 978-0-47001- 500-1.

Marmutova, Svetlana. 2016. Performance of a Savonius wind turbine in urban sites using CFD analysis. Väitöskirja. Vaasan yliopisto. 159 s.

Mathew, Sathyajith. 2006. Wind Energy. Fundamentals, Resource Analysis and Economics. Springer. 253 s. ISBN 3-540-30905-5.

Milborrow, David. 2012. Gaining a better understanding of capacity factor, productivity and efficiency. Wind Power Monthly. Verkkojulkaisu. Saatavissa

http://www.windpowermonthly.com/article/1163492/gaining-better-understanding- capacity-factor-productivity-efficiency. Viitattu 17.3.2017.

Museovirasto. Kulttuuriympäristö rekisteriportaali. Saatavissa

https://kulttuuriymparisto.nba.fi/netsovellus/rekisteriportaali/portti/default.aspx. Viitattu 21.1.2017.

Nagare, Pranit et al. 2015. Vertical Axis Wind Turbine. International Conference on Technologies for Sustainable Development. International Conference on Technologies for Sustainable Development (ICTSD-2015). IEEE. 6 s. 978-1-4799-8187-8/15.

Oy Windside Production Ltd. Yrityksen internet-sivut. Saatavissa http://www.windside.com/. Viitattu 10.3.2017.

Park, Seol-Hui et al. 2014. The Performance of Small Wind Power Generation Systems on Super High-rise Buildings. International Journal of Steel Structures. Vol 14. No 3.

KSSC and Springer. 489–499. 13296-014-3006-9.

Renugen. Turby B.V. 2,5 kW Wind Turbine. Saatavissa

http://www.renugen.co.uk/turby-b-v-2-5kw-wind-turbine-discontinued/. Viitattu 22.2.2017.

StatoEolien. Gual StatoEolien GSE4/1.5-GSE8/3 Technical Documentation. Saatavissa http://www.gual-statoeolien.com/Doctechang.pdf. Viitattu 22.2.2017.

G1 Suomen rakentamismääräyskokoelma. 2004. Saatavissa

http://www.finlex.fi/data/normit/28204/G1su2005.pdf. Viitattu 23.3.2017.

Suomen Tuuliatlas. Ilmatieteen laitos. Verkkopalvelu. Saatavissa http://tuuliatlas.fmi.fi/fi/#. Viitattu 8.2.2017.

Urban-wind. Catalogue of European Urban Wind Turbine Manufacturers. Supported by Intelligent Energy Europe. Saatavissa

http://www.urbanwind.net/pdf/CATALOGUE_V2.pdf. Viitattu 22.2.2017.

V-Air Wind Technologies. VisionAIR5 Documentation Packet. Saatavissa http://visionairwind.com/visionair-5. Viitattu 22.2.2017.

Wang, Xiaoliang et al. 2015. An Assesment of Wind Farms’ Electromagnetic Impact for the Aerodrome. Civil Aviation University of China. IEEE. 10 s. 978-1-4799-8952- 2/15.

Windpods. Windposd Brochure. The University of Western Australia. Saatavissa http://www.windpods.com/pdf/Windpods_Brochure.pdf. Viitattu 22.2.2017.

Ympäristöministeriö. 2005. G1 Asuntosuunnittelu. Määräykset ja ohjeet. 8 s. Saatavissa http://www.finlex.fi/data/normit/28204/G1su2005.pdf. Viitattu 21.1.2017.

LIITTEET

Liite 1: Taulukko energian vuosituotosta tuulennopeudella 5 m/s

Liite 1. Taulukoituna Weibull-jakaumalla laskettu tehotiheys keskimääräisellä tuulennopeudella 5 m/s. Tehotiheyden avulla lasketaan edelleen vuotuinen energiantuotanto.

uka c k

m/s - -

5 5,9 2,5

u p P E

m/s - W Wh

1 0,029 0 0

2 0,078 5 3 426

3 0,128 10 11 193

4 0,162 20 28 384

5 0,171 35 52 325

6 0,153 50 67 078

7 0,118 75 77 649

8 0,079 105 72 337

9 0,045 150 59 243

10 0,022 200 38 912

11 0,009 275 22 566

12 0,003 350 10 327

13 0,001 450 4 052

14 0,000 450 1 044

15 0,000 450 226

16 0,000 450 41

17 0,000 450 6

18 0,000 450 1

19 0,000 450 0

20 0,000 450 0

21 0,000 450 0

22 0,000 450 0

23 0,000 450 0

24 0,000 450 0

25 0,000 450 0

yht. 0,999 448 811

Liite 2: Taulukko energian vuosituotosta tuulennopeudella 4,4 m/s

Liite 2. Taulukoituna Weibull-jakaumalla laskettu tehotiheys keskimääräisellä tuulennopeudella 4,4 m/s. Tehotiheyden avulla lasketaan edelleen vuotuinen energiantuotanto.

uka c k

m/s - -

4,4 4,9 2,5

u p P E

m/s - W Wh

1 0,046 0 0

2 0,120 5 5 239

3 0,182 10 15 968

4 0,206 20 36 107

5 0,184 35 56 323

6 0,132 50 57 622

7 0,076 75 49 924

8 0,035 105 32 479

9 0,013 150 17 249

10 0,004 200 6 792

11 0,001 275 2 173

12 0,000 350 503

13 0,000 450 91

14 0,000 450 10

15 0,000 450 1

16 0,000 450 0

17 0,000 450 0

18 0,000 450 0

19 0,000 450 0

20 0,000 450 0

21 0,000 450 0

22 0,000 450 0

23 0,000 450 0

24 0,000 450 0

25 0,000 450 0

yht. 0,999 280 482